光伏再現產能過剩之憂 業內建議突破關鍵技術

光伏再現產能過剩之憂 業內建議突破關鍵技術

近日，工信部發文要求嚴格控制新上單純擴大產能的光伏製造項目。《經濟參考報》記者調研了解到，國內光伏又現新產能過剩之憂。中國光伏協會最新數據顯示，我國在多晶硅、矽片、電池、組件領域都呈現產能過剩跡象。業內人士表示，要警惕產業過熱，希望2011年左右那一輪過剩局面別再重演。與此同時，光伏發展亟待解決消納與升級等難題，未來不宜再通過大規模補貼來發動國內光伏市場，須通過電網加速升級提高光伏發電消納能力,並加快突破光伏關鍵裝備和技術的步伐,促使產業升級。

　　光伏高歌猛進勢頭依然未減

　　近年來光伏產能過剩與市場消納能力不足之間存在矛盾。國家電網有限公司的數據顯示，目前「三北」（東北、華北和西北地區）部分省（區）在運風電裝機已超過2020年規劃目標。中國光伏協會最新數據顯示，我國在多晶硅、矽片、電池、組件領域都呈現產能過剩跡象。2017年全年新增裝機量約53GW，同比增長超過53.6%，累計裝機量約130GW，2017年，我國光伏發電新增裝機規模居可再生能源之首，達到5306萬千瓦。截至2017年12月底，全國光伏發電裝機量達到1.3億千瓦。而放眼全球光伏市場，我國53.6%的增長幅度，已連續五年居世界第一，其累計裝機量，也連續三年位居全球首位。

　　數據顯示，2017年，我國多晶硅產量24.2萬噸，同比增長24.7%；矽片產量87GW，同比增長34.3%；電池片產量68GW，同比增長33.3%；組件產量76GW，同比增長31.7%。光伏產業鏈各環節生產規模全球佔比均超過50%，繼續保持全球首位。

　　從當前看，光伏高歌猛進的勢頭依然未減，我國在光伏高效產品領域正掀起新一輪產能擴張。如隆基、天合在雲南麗江建設年產5GW的單晶硅棒項目，通威50億元在雙流建設高效晶硅電池等。國家「領跑者」計劃仍按每年8-10GW的規模對高端光伏產品予以扶持。這些都給市場消納帶來新壓力。

3月1日，工信部官網發布的《光伏製造業行業規範條件（2018年本）》要求，嚴格控制新上單純擴大產能的光伏製造項目，引導光伏企業加強技術創新、提高產品質量、降低生產成本。新建和改擴建多晶硅製造項目，最低資本金比例為30%，其他新建和改擴建光伏製造項目，最低資本金比例為20%。

　　輸送和電網負荷安全難題待解

　　西部電力資源富餘和外送能力不足之間存在矛盾。數據顯示，2016年，我國西北五省（區）棄光率19.81%，新疆、甘肅光伏發電運行較為困難，棄光率分別為32.23%和30.45%。國家能源局今年年初召開例行新聞發布會發布，2017年棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。「雖然有所好轉，但實現2020年棄風棄光率控制在5%以內的目標，面臨極大挑戰。」國家電網一位業內人士說。

　　一家光伏上市公司的一位管理人士說，大型地面電站主要建在西北地區，當地消納能力有限，且遠距離輸配電設施建設不夠完善，導致電力供需在光照資源豐富地區內部及西北內陸和東南沿海地區間的不平衡。一家坐落在江蘇太倉的某光伏上市公司基地行政經理說，電站建好未併網致積澱資金量達數十億元。上不了網就還不了貸，銀行就要收貸，他們無奈通過市場機構融資，利率達12%至15%。

　　新能源發電不穩和電網負荷安全之間也存在矛盾。太陽光時有時無，新能源發電易造成電壓不穩定。2017年1月至12月底，全國分散式光伏新增裝機量超過19GW，同比超過360%，遠超前五年分散式光伏總裝機量，在新增裝機量佔比超過36%。分散式大量湧入，無疑給電網增加了負荷，特別是國家針對分散式可以就地消納，可隨時申請隨時併網，沒有一個良好的規劃，蜂擁而上，無疑加大了其所在區域的負荷預測難度，改變了既有的負荷增長模式，很顯然會使配電網的改造和管理變得更為複雜。

　　國家電網東部某省分公司一位負責人稱，儘管特高壓電網建設為解決「三棄」問題提供治本之策，但清潔能源具有隨機性、間歇性，對電網運行安全提出嚴峻挑戰。高比例光伏發電介入電網後運行控制更加困難，特別是大量分散式電源項目接入配電網後，配電網由單端電源變為多段電源，受目前裝備和技術水平限制，難實現實時監控和安全調度，易造成電網安全和人身安全事故。

　　裝備邁向高端化困難重重

　　國家電網及光伏企業界人士稱，光伏發展正面臨消納與升級雙重難題，比如，新能源發展規模控制及煤電靈活性改造難，儲能、輸送及預測能力突破難、電網匹配新能源高速發展難及光伏產業本身向高端化裝備突破難。

　　首先，新能源發展規模控制及煤電靈活性改造難。國家電網公司相關負責人稱，我國電力市場建設尚處起步階段，「十三五」建成全國統一電力市場存很大挑戰。從生產端來說，新能源發展規模控制在國家規劃目標內難度大，煤電靈活性改造規模和進展難達預期，西北、華北地區推進緩慢。從消費端來說，鼓勵新能源使用的綠政制度效果尚未顯現。

　　隨著新能源大規模併網，增加了常規火電機組調峰啟停次數以及調峰頻度和深度。目前，單台容量60萬千瓦火電機組啟停一次的成本近100萬元。江蘇省電力有限公司調控計劃處副處長汪志成說，實踐中還缺乏完善的新能源調峰輔助服務補償機制，常規火電機組缺乏調峰的意願。

　　其次，儲能、輸送及預測能力突破難。國網泰州供電公司副總經理姚軍說，通過調研十多家市場主體的儲能技術發現，由於前期投資大，商業化運行主靠峰谷價差，內部收益率低，回收周期長，運營不划算。

　　汪志成說，國家電網2017年8月通過從西北轉到西南，再到浙江紹興點對點向江蘇輸送光電。但這條通道主供西部水電輸送，豐水期基本被佔滿。西部對新能源發電預測能力也不足，東部常措手不及，送端和受端曲線不匹配問題嚴重。此外，跨省送電還擠占受端省發電空間，如果價格上沒優勢，很難大規模消化。

　　其三、電網匹配新能源高速發展難。國網公司相關負責人稱，關係電網安全和新能源消納的一些關鍵電網工程，尚未明確方案，若不能在2019年建成投運，部分特高壓直流工程不能滿功率運行。

　　國網沭陽縣供電公司副總經理何新玉說，目前光伏、風電等項目數量眾多，且分屬不同建設業主，地方政府層面缺乏統一的整體布局規劃和進度協調，有的利用光伏扶貧政策集中建設村級和戶用光伏電站，建設周期短，給配套電網工程建設帶來較大難度。

　　其四,光伏業邁向高端化困難重重瓶頸依然存在，邁向高端化困難重重。據一位光伏界資深技術人士透露，整套太陽能電池生產線設備中，現已有80%以上的設備實現了國產化，中國太陽能光伏設備取得了飛速的發展，但同國際先進水平相比，我們國產太陽能光伏電池生產中的一些高端關鍵設備與國際先進水平還存在較大差距。目前一些高端及關鍵性裝備的國產化，尚未取得實質性突破，仍依賴進口。

　　高端裝備進口推高成本，這樣在某種程度上就會制約產業的成長。矽片加工設備中，部分具有國際先進水平的高檔全自動單晶爐，但因價格較高，在光伏產業的應用數量有限，獲得大量應用的反而是價格低廉適用的、自動化程度較低的中低端單晶爐。組件生產設備中的層壓機等，國際先進水平的高端自動化產品，有明顯的技術特色，但佔據市場大部分份額的也是中低端產品。

　　據一位光伏企業管理人士稱，我國光伏裝備行業目前存在一些突出短板，缺乏自主創新能力，自主知識產權少。企業研發能力與國外比差距較大，高端裝備專業技術人才缺乏，技術力量不足，因而導致前瞻性和深度不夠，不具備核心競爭力。設備的設計製造脫節,大多數設備製造商只注重設備的生產製造，而忽視了與設備使用單位的交流與溝通，不能提供最適應生產需要的產品。

　　升級網能和優化布局宜統籌並進

　　業內人士指出，我國宜加速與歐美等發達國家之間開展技術交流，開展新一輪的技術合作，消納光伏發電，要實施「電從遠方來」和「電從身邊取」並進，在實施電網升級、暢通交易、發展儲能，逐步解決消納問題的同時，開展新一輪的光伏產業裝備製造轉型升級，突破產業發展瓶頸。

　　記者採訪了解到，歐洲新能源發展起步早、基礎好，各國電網實現了互聯互通，系統平衡調節能力比較強，依託歐洲統一電力市場，建立了較為完善的市場機制，新能源在各國之間能夠自由流通。丹麥新能源發電佔總發電量的50%以上，西班牙瞬時風電出力占負荷的比例達到54%，葡萄牙連續107小時全部由可再生能源供電。他山之石，可以攻玉，歐洲的市場機制和先進技術值得我國借鑒。

　　我國在光伏突破瓶頸方面也同樣面臨諸多機遇。上述光伏界管理人士稱，我國光伏行業的巨大產能和市場、充沛的資本，是產業化技術實現規模生產的首選市場，引起不少國際知名企業的廣泛關注。這種形勢為中國光伏企業利用國際高端技術資源創造了眾多機會，並有多種實現路徑。通過合作的方式，國內企業可以用比較小的代價獲得關鍵技術上的發展，也有效地彌補目前國內光伏裝備行業存在的突出短板。

　　首先，全面升級電網能力，加快煤電靈活性改造。近年來，針對保障電網安全、消納清潔能源的瓶頸，國家電網江蘇省電力公司探索新型管理方式，創建了「大規模源網荷友好互動系統」（以下簡稱「新系統」）。

　　國網江蘇省電力有限公司董事長尹積軍說，新系統將分散的海量可中斷用電負荷集中起來進行精準實時控制，支撐能源生產革命，適應大規模區外來電，支撐分散式電源發展。到2020年，江蘇通過特高壓電網引入的區外來電將超過3700萬千瓦，約佔江蘇總負荷31.36%。新的系統將提升電網應對特高壓線路故障的能力。到2020年，江蘇省將實現1000萬千瓦可中斷負荷精準實時控制，能有效應對短暫尖峰負荷而增加發電容量，相當於減少10台百萬千瓦級發電機組建設，節約或延緩電網配套投資近750億元，減少二氧化硫排放9.7萬噸、二氧化碳排放3500萬噸。

　　國家能源研究院新能源研究所所長李瓊慧建議，在全匹配特高壓電網全面升級的同時，宜按照國家「十三五」規劃確定的改造目標加快推進，將自備電廠全部納入電網統一調度。

　　其次，加快建設全國統一電力市場，出台可再生能源配額制，明確地方主體責任，加快建設現貨市場，通過市場保障優先消納。尹積軍說，新能源使用需納入地方政府績效考核，宜將煤電機組靈活性改造規劃分解到逐年、逐省。華北電力大學校長助理、現代電力研究院常務副院長張粒子建議，逐步放開發用電計劃，將發電權交易、直接交易等交易機制納入電力市場體系，建立新建電源項目招標制，促進長期電力交易。

　　江蘇今年以來已參與中標電量11.3億千瓦時，名列可再生能源電力現貨市場前列。江蘇省電力有限公司調控計劃處副處長汪志成建議，東部和西部宜聯動，需從負荷及省內新能源發電預測著手，努力提高預測精準度，確保省內發用電平衡，提高區外新能源消納能力。

　　第三，有序發展光伏，發展儲能業務，逐步提高新能源電能在終端能源消費中的比重，逐步開發「電從身邊取」。國網沭陽縣供電公司副總經理何新玉建議，在新能源項目規模化開發的較為集中區，建議建立政府、電源和電網三方聯合工作機制，由所在地政府主管部門牽頭不同項目業主的前期接入工作，協助電網公司統一考慮接入及送出方案。

　　解決光伏發電上網除了通過特高壓實現「電從遠方來」，還需要破解「電從身邊取」的儲能技術瓶頸。國網泰州供電公司副總經理姚軍建議，儲能是支撐新能源電力大規模發展的重要技術，也是未來智能電網框架內的關鍵支撐技術。發展儲能業，需從頂層設計階段就納入總體發展規劃，融入新能源和智能電網發展規劃。出台利於儲能技術產業化的峰谷電價、投資補貼等激勵政策與機制，引導社會資金向儲能產業傾斜，構建儲能產業鏈。

　　第四，不宜再通過大規模補貼來發動國內光伏市場，須通過突破光伏關鍵裝備和技術促使產業升級。上述光伏界管理人士稱，相關部門對光伏產業發展的支持政策，需著眼於引導技術創新和產業升級，加快實現光伏平價上網。而不是在現有的技術水平和產業格局下，通過大規模補貼來發動國內光伏市場。

　　因此，相關部門需首先嚴格執行產品准入政策，堅決淘汰落後產能，支持優勢企業技術創新。對光伏裝備行業，具體而言，要激勵設備廠家眼光更遠大、交流更廣泛、力量更集中，加大研發和技術投入，奠定堅實基礎，提高自主創新能力。創造一個良好的氛圍，使得企業可以對國際高端技術資源加以利用，用比較小的代價獲得關鍵技術上的突破，並在光伏行業關鍵性共性問題上合作攻關，快速提升中國企業的高端裝備技術水平。可優先選取一些有一定技術基礎、已成為產業發展瓶頸的關鍵設備，打破常規，集中國內外優勢力量，上下游配合，以高強度投入聯合攻關，進行突破，尤其重點支持符合光伏行業特點的低成本關鍵技術和設備的項目設立，並對其設備的推廣和開發，給予一定稅收和資金支持。只有這樣，才能使中國從光伏產品市場大國，走向光伏產品和光伏裝備並舉的強國。

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